山东开展储能峰谷分时电价政策试点，2020系统调峰容量缺口近1000万千瓦
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作者 | 汪洪
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山东省提出了2020年硬性压煤要求，主要调节电源火电受限。
火电联合储能调频是国内率先开闸的储能应用市场，储能系统削峰填谷的同时也可改善部分火电机组的运行条件，使其从压荷状态变为稳定运行，减少火电厂运行费用和发电成本，提高调峰火电机组效率，甚至可延缓或减少电源、电网建设。
山东电网公布的数据显示，2018年山东省全社会用电量5917亿千瓦时，共接受外省来电698.9亿千瓦时，占比全省当年用电近12%。
截止2018年底，山东省电力装机容量1.31亿千瓦，位列全国第一，其中，传统煤电装机容量占比74%。作为全国装机量居首的光伏市场，山东光伏与风电装机量占比全省装机量接近20%。
“目前山东电网处于以火电为主，外电占比大的一个系统现状，且灵活性调节电源明显不足。”山东电力工程咨询院有限公司智慧能源事业部设计总工程师裴善鹏近日在中关村储能产业技术联盟举办的线上活动中分享了其对山东储能需求情况和政策研究报告。
他在分析山东电网情况时表示，“由于新能源当中的风电与光伏发电出力受季节影响波动幅度较大。在电网负荷低的春秋两季，为保障新能源消纳，传统火电机组不得不让路反调峰。并且在夏用电高峰、冬煤电供暖问题上也给电网带来巨大压力。”
数据显示，2018年山东夏用电缺口达662万千瓦，2020年春节、疫情期间弃风弃光率高达20%。
“这个数值在平时是1.34%左右。”裴善鹏称：“未来十年山东省电力供应基本保持平衡，但外电容量恐难达预期，受送端电源建设滞后及电价因素的影响，2020年山东省外来电容量也难以达到23500MW，估计2020年山东省电网在尖峰负荷期将有1000MW缺口。”
山东电网电力平衡表，单位：MW
自2015年以来，山东省全社会用电量和最大负荷增速持续放缓。山东作为传统经济与工业大省，在上世纪90年代与21世纪初期，经济发展曾一度领先全国，近年来随着产业结构调整，新兴产业的发展相对滞后，与领先省份之间拉开了不小的差距。
2018年，山东新旧动能转换全面起势。而储能作为新兴技术产业，很好的契合山东省新旧能源转化思路。
面对储能产业亿万级的大市场，裴善鹏认为，发展储能事业上我们可以发挥山东特色，避免与其他省份同质化业态竞争，深入研究储能盈利模式，在推进液流电池、压缩空气等储能电站的新建设产业上实现弯道超车。
对比德国等发达国家的电网结构，山东电网在总量、总负荷与电力消费已与发达国家相当甚至赶超，其差距体现在电网调节能力以及成熟的市场机制。可以预测的是，德国的现在就是我们的未来，新能源占比越来越高，煤电机组越来越少、外电比例越来越高，从而电网面临调节压力越来越大。
随着新能源的不断发展以及外电容量增大，山东电网预测2020年系统调峰容量缺口914万千瓦，同时电网需要调频的容量也相应增大。
裴善鹏表示：“目前山东电网调频主要依赖占比70%的火电机组，但在低调保消纳、高调保供给、外电保安全等问题上给电网带来了很大的调峰压力。目前在扩大清洁能源消纳方面，技术上可实施的最直接措施就是配备储能。”
2019年，山东省能源局曾发文鼓励较大规模的集中式光伏电站自主配备适当比例的储能设施，由于不具备市场经济性而推行受阻。
近日，山东省发改委发布《关于开展储能峰谷分时电价政策试点的通知》(征求意见稿)，决定开展储能峰谷分时电价政策试点，参与储能峰谷分时电价政策试点的用户，电力储能技术装置低谷电价在现行标准基础上，每千瓦时再降低3分钱（含税）。
该征求意见稿的发布被视为储能行业的利好消息，有助于推动储能在山东省的进一步发展。
对比电源侧与用户侧储能政策，裴善鹏提出从发电侧储能调峰政策的建议：“由于山东火电建设有限，发电集团对于储能投资积极性高，储能可作为火电厂灵活性改造方案，利用火电机组场地建设储能，采取独立分摊的形式，能源局给予计划电量作为补偿。
此外，火电场建设储能可作为电网侧储能，独立接受电网调度，独立结算电量，享受电网储能政策。这个方案具有长期可持续性，也可成为山东储能政策亮点。”
据彭博新能源预测，到2050年，风电和光伏将占全球电力系统50%装机量。随着我国能源结构转型的加速，新能源发电占比持续提高，从替代能源到主力能源，新能源的发展必然离不开储能的支撑。
裴善鹏表示：“从借鉴发达国家的经验看来，将储能纳入现有电力服务辅助市场或新建专门的储能电力辅助服务市场，将是发展储能的长效机制，也是未来的发展趋势。
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